110kV变电所扩建工程初步设计说明书Word文件下载.docx
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静态投资1010.97万元静态单位投资253元/kVA
动态投资1035.72万元动态单位投资259元/kVA
1.5.2三材消耗量估算
钢材17.4吨木材15m3水泥124.2吨
1.5.3定员编制
根据国电人资[2000]499号《供电劳动定员标准》,某市城北110kV变电所属大型站,变电所终期规模计算定员编制如下:
变电运行与维护定员:
7人
继保试验、高压试验、仪表试验几化验定员:
1.6人
电力调度定员标准:
0.9人
电力通信定员:
1人
主变压器检修定员:
0.2人
变电其他设备检修定员:
1.3人,
本变电所终期共计定员12人,变电所内现有工作人员8人,所外工作人员未及统计。
第二章电力系统
2.1某市县电网概况
2.1.1电网现状
某市县位于某省东北部,地处湘江上游,湘桂走廊北端,紧邻湖南省,县城距市125公里,距湖南省的永州市79公里。
湘桂铁路和桂黄路平行穿境而过,交通十分便利。
全县总面积4021平方公里,全县总人口76.8万,物产丰富,
境内气候温和。
目前某市县网区有两座110kV变电站,分别为某市中心变和某市城北变,某市中心变装有两台容量为20MVA的主变,某市城北变为一台40MVA的主变;
与某省主网的连接由南塘220kV变通过南~全线(LGJ-150,48.5km)供某市中心变,然后通过全~城线(LGJ-150,6.5km)供某市城北变,天湖电厂(2×
15MW)接入某市中心变;
至2004年10月,某市县已建有18座35kV变电站,2座开关站,主变容量106.85MVA,35kV线路71条,总长477.282km(某市县电网现状参见图BY-B025C-A01-01)。
某市中心变原属天湖水电站送出工程,于1994年投产一台20MVA的主变,并通过全~道(冠)线(LGJ-150,67km)与系统相连,2000年南塘220kV变投产,全~道线π接进入南塘变,某市全县的用电主要通过某市中心变和地方小水电供电,由于某市的负荷主要为铁合金产业,某市中心变主变容量满足不了当地负荷的用电需要,2002年某市城北变一台40MVA主变投产;
某市县国民经济经过这几年快速的发展,目前这两座110kV变电站的主变容量也满足不了某市县负荷的增长了,并且地方小水电容量小,季节性较强,也无法满足负荷增长的需求。
2.1.2某市县电网存在的主要问题
目前某市110kV电网输送电量不足,网架脆弱,安全性差,导致调节能力不足,某市电网的主要负荷为铁合金产业,大型用户有20个,装接容量为82.6MW,在限负荷的情况下,2003年某市网区最大负荷达116MW,2004年达到127MW。
某市县主网供电能力主要有一是天湖电厂,装机容量为2×
15MW,在枯水期或检修时仅开机一台,带负荷10MW;
二是南全线(LGJ-150),考虑线路老化影响,送电力50MW,主网供电能力一般为60MW,尚有56~67MW缺口依靠地方小水电补充,目前某市有水电装机容量111.6MW,这些机组容量小,上网设施简陋,常常会与系统解列,因此正常年份在枯水期必须限负荷。
而且一旦南全线故障,某市电网将与主网解列,天湖电厂虽有两台15MW机组,但也无法支撑某市网,常常造成崩溃,导致全县停电。
因此某市县需要继续建设另一条110kV线路。
2004年某市县最大负荷曾达到127MW,而目前整个某市县的110kV变电容量为80MVA,变电容量偏小,不能满足最近几年某市县负荷的增长需要,因此某市县需增加新的供电容量。
2.2某市县负荷预测
近年来某市县加大了招商引资力度,国民经济发展速度很快,随着鑫鑫铁合金有限公司等一批冶炼企业相继建成投产,某市县的用电负荷大幅度增长,根据某市县国民经济发展规划,对某市县历年用电负荷的统计分析,预测2005年某市县的负荷为150MW,社会总用电量为704GWh;
2006年某市县的负荷为168MW,社会总用电量为788GWh;
2010年某市县的负荷为230MW,社会总用电量为1150GWh;
2015年某市县的负荷为330MW,社会总用电量为1690GWh(具体的论证方法已在可研报告中详细的说明)。
2.3地方电源建设及电力电量平衡
2.3.1地方电源建设
至2003年底某市县有小水电厂105座,装机容量为101.63MW,丰水期出力71.9MW,枯水期出力26.4MW,2003年发电量为393.87GWh,以上数据不包括天湖水电站,根据规划,预计2006年某市县地方小水电装机约容量148MW,“十一五”期间投产的主要电站为柳铺,装机容量为15MW,到“十一五”末地方小水电装机容量约170MW,年发电量612GWh,小水电资源开发基本完成,“十二五”期间没有大的电站投产。
某市县2005年前投产的水电站和“十一五”期间计划投产的小水电情况见表2-1和表2-2:
表2-1某市县2005年投产小水电站情况表单位MW/GWh
序号
电站名称
地点
装机容量
设计年发电量
调节方式
年利用小时数h
1
烂竹坪电站
焦江乡
2×
1.25
7.5
径流式
2
横溪源一级
大西江镇
1.26
6.24
4599
3
大木岭电站
文桥镇
1.5
8.19
5462
4
龙潭电站
咸水乡
2.52
11.9
4722
5
四溪源电站
安和乡
0.64
3.23
5045
6
溶江电站
0.5
2.92
5730
7
大宜坪电站
1.89
8
4238
谢家湾电站
4000
小计
16.31
51.98
表2-2某市县“十一五”期间计划投产小水电站情况表单位MW/GWh
湘源电站
才湾镇
0.8
3.83
4783
柳铺电站
庙头镇
3×
54.3
4523
金童电站
20.51
4102
昌福电站
枧塘乡
3.75
15.92
4246
24.55
94.56
2.3.2电力电量平衡
电力电量平衡时考虑到所缺的电力主要依靠由某省主电网供电,未计入供电局直供负荷及丰源公司自购自销负荷,因为天湖电厂为统调,不作为地方小水电平衡;
枯水期负荷一般为丰水期的80%,根据供电局提供资料,2005年到2010年及2015年的某市县电力电量平衡见表2-3。
表2-32005年~2010年某市县电力电量平衡表单位MWGWh
年份
2005年
2006年
2010年
2015年
一、电力平衡
丰水期
枯水期
1、地方装机电源
112.1
148.1
170
176
2、最大负荷
150
120
168
134.4
230
184
330
264
3、地方电源出力
97.4
38.2
112
44
136
51
140.8
4、需大网电力
52.6
81.7
56
90.4
94
133
189.2
213
二、电量平衡
1、需电量
704
788
1150
1690
2、地方电源发电量
436
476.3
612
650
3、需大网电量
268
311.7
538
1040
从电力电量平衡表可知,某市县2005年丰水期缺电力52.6MW,枯水期缺81.7MW,缺电量268GWh;
2006年丰水期缺电力56MW,枯水期缺90.4MW,缺电量311.7GWh;
2010年丰水期缺电力94MW,枯水期缺133MW,缺电量538GWh;
2015年丰水期缺电力189.2MW,枯水期缺213MW,缺电量1040GWh。
2.4某市城北变扩建的必要性
2.4.1满足用电负荷发展的需要
根据向供电局了解,某市县2002年的最大负荷为96MW,2003年的最大负荷为116MW,2004年底全县的最大负荷曾达到127MW,某市中心变和某市城北变已经满载运行;
由于2005年某市县最大电力缺额为81.7MW,2006年某市县最大电力缺额为90.4MW,而某市县现状主要由某市中心变和某市城北变供电,主变容量为2×
20+40=80MVA,不能满足要求,需及时扩建变电所容量,以满足某市县负荷增长的需要,如果不增加新的供电容量,将不能满足已立项目和准备投产的项目用电的需要,直接影响某市县的经济建设,因此,对某市城北变增容是非常必要的;
2010年某市县最大电力缺额为133MW,2015年某市县最大电力缺额为213MW,考虑到电网规划“十一五”规划建设某市220kV才湾变电站,该变电站建成投产后可承担一部分的负荷(某市县电网规划参见图BY-B025C-A01-02),因此本初步设计推荐某市城北变在本期工程增一台40MVA的主变,工程建成投产后,某市县110kV变电所的主变容量将达到120MVA,可以基本满足2010年以前某市县负荷发展的需要。
根据向供电局了解到,某市220kV才湾变已经完成可研设计,该变电站建成投产后可直接向某市城北110kV变供电,因此及时的对某市城北变进行增容扩建,增加某省主网向某市县供电容量是完全有条件的。
2.4.2提高供电可靠性和供电质量的需要
某市县工业用户要求有较高的供电可靠性和供电质量,地方小水电受天气的影响而且出力无法满足工业企业的正常生产和人们生活用电,因此某市城北110kV变电所增容提高供电可靠性和供电质量是十分必要的。
综上所述,为适应某市县经济的发展,提高某市县的供电可靠性和供电质量,满足工业企业负荷发展的需要,对某市城北110kV变电所扩建增容是十分必要的,也是十分迫切的。
2.5扩建工程规模
原一期工程110kV为线路变压器组接线方式,配置有110kV母线P.T;
35kV为I、II段母线,未配置分段开关;
10kV为单母线分段,已配置分段开关。
本期根据原设计方案进行完善,以及加以扩充各级电压进出线及母线分段间隔:
主变压器各电压进出线间隔;
本期建设110kV母线,本期母线导线选用LGJ-300/40,并更换一期建设的110kV母线,建设35kV母线分段间隔,完善10kVII段母线,本期工程扩建设备及回路如下:
1)#2主变压器一台,容量40MVA;
三级电压:
110kV、35kV、10kV,型号为SFSZ10-40000/110,额定电压:
高压为110±
8×
1.25%kV,中压为38.50±
2.5%kV,低压为10.5kV;
短路阻抗电压:
高中Ud1-2=10.5%,高低Ud1-3=17.5%,中低Ud2-3=6.5%;
容量组合为100/100/100,联结组标号YN,yn0,d11。
2)主变压器三级电压进出线,三个间隔;
3)本期更换110kV母线电压互感器,即将原一期工程的电容式电压互感器换成六氟化硫气体绝缘的电磁式电压互感器;
4)35kV母线分段间隔;
5)35kV馈线一回,由于一期已上六回35kV馈线,预留馈线两回,供电局已扩建一回,本期再扩一回(新塘坪);
6)35kVII段母线P.T间隔一个;
7)10kV馈线原一期工程建设九回已接满用户,本设计扩建六回馈线(城北小区、前进线、七一、岳湾塘、杨家、北门);
8)本期扩建10kV无功补偿电容器组按线路和主变压器无功损耗的需要,本期扩建增两组容量为4200kvar的电容器组;
9)本期扩建10kVII段P.T间隔及10kV所用变间隔各一个。
2.6系统继电保护和安全稳定控制系统
系统继电保护和安全稳定控制装置根据《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求和某省电网运行情况进行配置,某市城北变扩建110kV侧维持原工程线路—变压器组接线方式不变,110kV线路不设断路器,因此110kV线路不配置线路保护。
2.7调度自动化
2.7.1调度管理
某市城北110kV变电所由地调调度管理,远动信息采用一发一收的方式同时发往供电局调度所。
2.7.2远动信息内容
远动装置信息采集内容应根据《电力系统调度自动化设计规程》及调度管理和本变电所监控的需要,本期扩建工程远动装置采集的信息内容为:
a)模拟量
1)#2主变油温及主变绕组温度;
2)#2主变高、中、低压侧的有功功率和无功功率;
3)35kV线路的有功功率和无功功率及B相电流;
4)35kV、10kVII段母线线电压、相电压及母线频率;
5)35kV母线分段B相电流及10kV线路B相电流;
6)补偿电容的无功功率及三相电流;
b)遥信量
1)变电所事故总信号;
2)本期新增35kV、10kV线路及分段断路器保护动作信号;
3)本期新增35kV及10kV线路保护重合闸动作信号;
4)本期新增所有断路器位置信号及故障信号;
5)本期新增110kV、35kV隔离开关位置信号;
6)#2主变高压侧接地刀闸位置信号;
7)#2主变有载调压分接头位置。
c)遥控量
1)本期新增所有断路器的分合;
2)#2变压器中性点接地刀闸;
3)#2主变有载调压器抽头位置调整;
4)电容器组投切;
5)本期工程所有建设110kV、35kV隔离开关。
2.7.3远动设备
由于变电所采用计算机综合自动化监控方式,在计算机监控系统设置远动工作站,向调度传送远动信息,因此不用配置专门的远动终端。
2.7.4电能计费
在地调计费关口点应装设0.5S级的电表一块,要求为双方向(用户可选择单方向),并具有储存、显示、失压记忆、报警、可编程等功能,其输出口应有串行口和脉冲接点两种方式。
某市城北110kV变电所目前已配置一套电表数据集中处理器,通过GPRS将装置采集的计量系统信息送回供电局客户服务中心电能计费系统;
目前变电所配置的电表数据集中处理器为深圳市科陆电子科技股份有限责任公司CL8942型GPRS网络通信终端,该产品有4路RS485接口,每路RS485接口最多能够实时监视32块电能表的运行状态,能接入整个某市城北110kV变电所本期扩建及后期建设的所有电能表,因此本期所增加电能表均可接入该处理器,将扩建部分的计量信息按照目前的传送方式通过GPRS送回供电局客户服务中心电能计费系统,本期不考虑增加电表数据集中处理器。
2.7.5调度端配置
某市城北110kV变电所扩建工程建成后,地区地调均需对原有的调度自动化系统、电能计费系统及通信部分需进行配置和修改。
2.8系统通信
某市城北变一期工程已开通变电站至地调的卫星传输远动通道,即在某市城北变建设卫星通信地面站,通过卫星转发器将远动信息数据送至地调;
本期扩建工程的信息量较少,经过向供电局了解现有的通信设备尚能满足本期的远动信息量,不需要增加通信设备,因此本期仍考虑采用卫星通信方式,暂时不考虑别的通信方式。
第三章电气一次部分
3.1电气主接线
本期变电所主接线110kV进线维持原工程线路—变压器组接线方式,完善110kV母线,35kV及10kV母线本期建成单母线分段接线(参见图BY-B025C-A01-03)。
3.2短路电流计算及导体、主要电气设备选择校验
3.2.1短路电流计算
本工程短路电流计算水平年2015年,计算基准容量Sj=100MVA,基准电压Uj=115kV,设备校验表详见图BY-B025C-A02-05,短路电流计算结果见下表:
短路点位置
短路电流
I(kA)
冲击电流
Ich(kA)
短路容量
S"
(MVA)
110kV母线
6.79
17.31
1353
35kV母线
7.00
17.85
449
10kV母线(并列)
18.35
46.79
334
10kV母线(分列)
14.6
37.23
266
根据短路电流计算结果,变电所10kV侧母线并列运行时短路电流超过规程规定的16kA,因此本变电所两台主变压器并列运行时要求10kV侧分列运行。
3.2.2导体及主要设备电气设备选择校验
本工程主要电气设备选择的原则:
根据短路电流计算结果并参照某省电力有限公司文件桂电生[2004]160号文进行选择。
3.2.2.1主变压器的选择
为保证供电电压质量,便于运行管理,本期扩建工程#2主变压器选用型号为SFSZ10-40000/110,额定电压:
3.2.2.2110kV配电装置
110kV断路器选用LW25-126型SF6断路器,额定电流3150A,额定开断电流31.5kA。
110kV隔离开关选用GW4-126型隔离开关,额定电流1250A,额定耐受电流31.5kA,主刀配电动操作机构。
110kV侧主变中性点隔离开关选用GW13型,额定电流630A,额定耐受电流16kA,配电动操作机构。
110kV电流互感器选用LVB-110W2型电流互感器,110kV主变中性点放电间隙零序电流互感器选用LZKW-10型电流互感器。
110kV电压互感器选用JDQX-110W2型六氟化硫气体绝缘的电磁式电压互感器。
110kV主变中性点避雷器选用氧化锌避雷器,型号为HY1.5WZ-72/186。
3.2.2.335kV配电装置
35kV断路器选用LW8-40.5型SF6断路器,额定电流1600A,额定开断电流25kA。
35kV隔离开关选用GW4-40.5型隔离开关,额定电流1250A及630A,额定耐受电流25kA,主刀配电动操作机构。
35kV侧主变中性点隔离开关选用GW4-35型,额定电流630A,额定耐受电流31.5kA,配电动操作机构。
35kV电流互感器选用固体绝缘干式电流互感器,型号为LZZW-35。
35kV母线电压互感器选用JDXC-35W2不谐振油浸式呈容性电磁式电压互感器;
35kV线路电压互感器选用JDZW-35W2型电压互感器。
35kV避雷器选用氧化锌避雷器,母线避雷器型号为HY1.5WZ-51/134,35kV中性点避雷器型号为HY1.5WZ-42/102。
3.2.2.410kV配电装置
选用XGN2B-12型固定式高压开关柜,配真空断路器,真空断路器配一体化弹簧操作机构,采用电缆出线,为消除谐振影响,10kV电压互感器选用抗铁磁谐振三相电压互感器,型号为JDZXF14-10。
3.2.2.5无功补偿装置
无功补偿容量选择:
本初步设计无功补偿容量按主变压器所需补偿的最大容性无功量计算,本期工程扩建主变容量为40MVA,并联电容器装设在10kV侧,则按主变压器所需补偿的最大容性无功量计算得7220kvar(其中补偿侧最大负荷电流按主变容量计算,10kV侧的额定容量按主变容量选取);
分组容量的选择:
并联电容器的分组容量应按以下要求原则配置:
1)分组装置投切时,不得引起高次谐波谐振,应避免有危害的谐波放大;
2)对带负荷调压变压器所接电容器投切时,电压变动值不宜超过调压分接头间的百分点;
3)应与断路器切合电容器组的能力相适应;
4)不超过单台电容器的爆破容量和熔断器的耐爆能量;
根据以上原则,分组容量近似计算为:
Qfz=Sd×
1.25%=266×
1.25%=3325(kvar),其中Sd为10kV母线短路容量;
某市城北变一期工程的无功补偿为两组3000kvar电容器,考虑变电所补偿装置能灵活组合投切,本期扩建工程变电所10kVII段母线装设2组4200kvar无功补偿装置成套装置,电容器为全膜集合式并联电容器,为防止高次谐波的危害,电容器组串接6%的电抗器,电抗器选用干式空芯电抗器,能防止5次及以上各次谐波的谐振放大,但却增加了3次谐波的放大率;
经较核,本期工程补偿装置选择分2组和每组容量为4200kv
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